来源：东方证券
储能行业专题报告1：储能市场加速开启，商业模式未来可期
储能行业专题报告2：电力辅助服务是什么
储能行业专题报告3：美国储能市场：政策驱动，商业模式成熟
储能行业专题报告4：欧洲储能市场：蓄势待发
储能行业专题报告5：电价政策组合拳，引燃工商业储能市场
储能行业专题报告6：便携式储能：从小众到大众，从十亿到百亿
储能行业专题报告7：国内储能：商业模式改善，行业快速放量
储能行业专题报告8：海外家庭储能：高增持续，渠道为王，未来可期
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国内储能电站规划装机加速，行业超预期发展。我们统计了在北极星储能网公开的储能项目中标信息，剔除可研、监理、设计、勘察等项目，1H22国内已中标的大型储能合计13.4GWh，同比+582%，远超2021全年中标量6.6GWh。从应用场景来看，1H22独立储能（包括共享储能）成为趋势，占比47%，发电侧风电光伏配储能占比25%。截至7月13日，已有17个储能项目招标发布，其中EPC和储能系统采购项目容量达到570MW/1140MWh。我们认为2H22国内储能电站有望超预期增长，主要原因是：（1）储能建设进度与新能源装机密切相关，新能源电站下半年有望迎来装机潮；（2）政策明确了共享储能商业模式，储能电站投资经济性明显改善；（3）EPC价格有回落趋势，降低初始投资成本。
政策理顺共享储能商业模式，较发电侧配储经济性提升。各省出台政策要求新能源场站自建或购买调峰能力，由此引发两种模式：新能源场站配储和共享储能。（1）新能源场站配储：由新能源场站的投资主体额外投资配建储能，但这类储能电站没有合理的收益模式，是纯成本项，根据我们的测算，当前价格水平下损失2%IRR，投资意愿不高。（2）共享储能：由第三方投资建设，新能源场站租赁相应的容量，储能电站可以通过容量租赁费和参与辅助服务市场获得收益，经济性明显提升。
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